Hidrógeno verde en Chile:
Una industria en marcha
Entrevista Exclusiva
Jaime Toledo, CEO de Acciona Energía Sudamérica
Reportaje
Almacenamiento y Energía Solar: La dupla que marca la pauta en Chile
Entrevista Central
Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador
What´s next in Energy?
Hitachi Energy está acelerando la electrificación para satisfacer la creciente demanda, liderando la próxima era de energía sostenible.
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Febrero 2026
Reportaje Central Hidrógeno verde en Chile: Una industria en marcha
22
Reportaje
Almacenamiento y Energía Solar: La dupla que marca la pauta en Chile
28 ENTREVISTA
Jaime Toledo, CEO de Acciona
Energía Sudamérica
35 COLUMNA
Darío Morales, director ejecutivo de Acesol
38 REPORTAJE
A un año del 25F: Avances y aprendizajes tras el blackout del Sistema Eléctrico Nacional
42 ANÁLISIS
Daniela Quintana, secretaria
académica de la Facultad de Arquitectura, Construcción y Medio
Ambiente de la Universidad Autónoma
Entrevista Central Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador
47 COLUMNA
Mauricio Mazuela, gerente general de Hitachi Energy Group
54 MUJER Y ENERGÍA
Céline Assémat, Consultora Senior y Regional Practice Lead de Proyección de Precios en DNV
58 LUZ VERDE AMBIENTAL
60 DESIGNACIONES
62 MERCADO ELÉCTRICO
64 ÍNDICE DE AVISADORES
Reportaje:
Sistema de Gestión de Energía: Un aliado con foco en la flexibilidad
Una industria en marcha
Nº 311 | FEBRERO 2026
Revista Electricidad
ISSN 0717-1641
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n número y una letra: 25F.
U Integridad y flexibilidad
Un recordatorio de la importancia de estar preparados para lo imprevisto.
Que no sólo es importante crecer, sino que también la forma en que ese proceso se desarrolla.
A un año del evento que afectó la continuidad del suministro eléctrico entre las regiones de Arica y Parinacota y Los Lagos, autoridades, empresas y la academia han reflexionado sobre las lecciones que dejó dicho episodio, identificando espacios de mejora y tareas pendientes.
Por ejemplo, el Coordinador Eléctrico Nacional ha procurado impulsar un conjunto de medidas técnicas y organizacionales, orientadas a fortalecer la seguridad, confiabilidad y operación continua del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), así como a reducir el riesgo de ocurrencia de eventos de similar magnitud.
Ante ello, la relevancia de analizar los desafíos que conlleva la gestión de una capacidad instalada compuesta por una multiplicidad de fuentes renovables, con foco en el objetivo de unir la ofer-
ta y la demanda energética.
Con miras a una matriz sostenible y eficiente, resulta crítico disponer de la infraestructura eléctrica que sustente dicho desarrollo. Al respecto, destacar la significancia que posee el inicio de las obras de construcción del proyecto de transmisión eléctrica Kimal–Lo Aguirre, una de las iniciativas de infraestructura energética más relevantes del país.
Con una inversión aproximada de US$1.500 millones, una extensión de 1.346 kilómetros y una capacidad de transmisión de 3.000 MW, dicha línea unirá la subestación Kimal, ubicada en la comuna de María Elena, Región de Antofagasta, con la subestación Lo Aguirre, en la Región Metropolitana, atravesando cinco regiones y 28 comunas, constituyendo a la seguridad, resiliencia y sostenibilidad del sistema eléctrico chileno.
Un avance que permitirá reforzar la transmisión eléctrica del país y facilitar una mayor integración de energías renovables, un proceso que tenga como foco la descarbonización de la matriz y la reducción de las tarifas para los usuarios.
Con miras a una matriz sostenible y eficiente, resulta crítico disponer de la infraestructura eléctrica que sustente dicho desarrollo.
Hidrógeno verde en Chile:
Una industria en marcha
CON PROYECTOS EN DISTINTAS FASES DE DESARROLLO, EL RUBRO SIGUE ABRIÉNDOSE PASO CON APOYO PÚBLICO Y PRIVADO PARA SER UN SOPORTE DE LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA. ESPECIALISTAS OPINAN SOBRE SUS AVANCES, EXPECTATIVAS Y DESAFÍOS.
Como toda industria naciente, la del hidrógeno verde (H2V) en Chile se abre paso en un terreno inexplorado, con avances y retrocesos, a una velocidad moderada, con una cuota de incertidumbre y con innumerables desafíos por delante.
¿Qué tan relevantes han sido los avances del rubro hasta ahora?
Para Marcos Kulka, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), la evaluación es positiva. “En pocos años el país pasó desde una etapa conceptual a contar con proyectos aprobados ambientalmente, con iniciativas en operación y aplicaciones reales en sectores productivos. Esto demuestra que el hidrógeno dejó de ser solo una expectativa y comenzó a posicionarse como una realidad industrial concreta dentro de la agenda energética y productiva nacional”, comenta.
Según su postura, “como ocurre en toda industria incipiente, la del hidrógeno está atravesando una fase natural de maduración. El foco se ha desplazado desde los anuncios hacia la ejecución, la viabilidad técnica, la estructuración financiera y la existencia de demanda real. Este proceso de ajuste, en el que algunos proyectos se reordenan, se desaceleran o redefinen su es-
“ La industria chilena del hidrógeno verde está avanzando, entrando en una etapa de mayor realismo y consolidación”. Marcos Kulka, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Hidrógeno
cala, forma parte de una dinámica que hoy se observa a nivel global”. En tanto, Kenis Aguirre, director ejecutivo de H2 Antofagasta, sostiene que, más que las dificultades, hay que relevar los grandes hitos que suma esta industria en Chile y, en particular, en su región. Da ejemplos: “Contamos en Antofagasta con una Comisión Regional y una Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde; la aprobación ambiental (RCA) de los proyectos H2 Green Mining de Susterra, para la producción de H2V en Calama, y Volta, de la empresa MAE, que producirá amoniaco verde en la comuna de Mejillones; y el avance legislativo del proyecto de ley de incentivos tributarios para el sector”.
Por su parte, Víctor Hugo Barrientos, gerente técnico de ATM Consultores, valora que los proyectos de gran escala estén mostrando “un proceso de maduración sistemática y coherente con el marco regulatorio ambiental, pese
a lo complejo de su diseño y la envergadura de sus instalaciones, considerando que muchos de ellos incluyen unidades que, por sí solas, son un desafío independiente, como son las plantas desaladoras, las tuberías de largo alcance y las instalaciones portuarias”.
El profesional también destaca el aumento del capital humano especializado y la obtención de la RCA por parte del proyecto Volta.
Un avance significativo en posicionamiento estratégico y aprendizaje institucional, pero todavía incipiente en términos de despliegue industrial a mediana y gran escala. De esa forma, el Dr. Lorenzo Reyes, decano de la Facultad de Ingeniería y Negocios de la Universidad de Las Américas, resume la evolución de esta industria. Como hitos, menciona la formulación e implementación temprana de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde en 2020; el rol de Corfo en la reducción de riesgos iniciales
La Estrategia Nacional de H2V 2026-2030 se sustenta en las fortalezas de Chile en materia energética.
FOTO:
GENTILEZA
PEXELS
a través de instrumentos de financiamiento y apoyo técnico; y el desarrollo de proyectos emblemáticos (como HIF en Magallanes) que permitieron validar tecnologías, modelos de negocio y marcos regulatorios en condiciones reales.
A ello agrega “los acuerdos internacionales con potenciales mercados de destino posicionan a Chile como un actor relevante en la conversación global sobre hidrógeno de bajas emisiones y derivados”.
Sentido de Realidad
Sobre si cabe seguir siendo optimistas respecto al aporte que haría este rubro a la transición energética y la diversificación productiva, dado los numerosos desafíos que debe sortear -como la prolongada tramitación de permisos; falta de infraestructura
habilitante, de legislación específica y de demanda local, e impactos ambientales-, Kulka expone que “mantenemos el optimismo con sentido de realidad. El hidrógeno y sus derivados son claves para lograr la descarbonización en sectores difíciles de electrificar, como la minería, la producción de acero, los fertilizantes, y el transporte pesado y marítimo. Y en regiones como el Biobío el desarrollo de derivados del hidrógeno, como el metanol, se presenta como una alternativa concreta de reconversión productiva”.
Aclara, eso sí, que “el optimismo no puede confundirse con sobre expectativa. Los desafíos son reales: tramitación de permisos que requieren mayor celeridad y resoluciones que garanticen certeza jurídica, infraestructura habilitante aún incipiente, marcos regulatorios que deben seguir consolidándose y brechas de costos frente a combustibles contaminantes. En ese contexto, instrumentos como el proyecto de ley de beneficios tributarios para la demanda de hidrógeno resultan necesarios y estratégicos para cerrar brechas y acelerar la formación de mercado”.
También optimista, pero pragmático, se declara Kenis Aguirre, quien sustenta su comentario en que “la industria del hidrógeno verde y sus derivados es un nuevo
KENIS AGUIRRE, director ejecutivo de H2 Antofagasta.
MARCOS KULKA, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Hidrógeno.
Maqueta del proyecto Volta para la producción de amoniaco verde.
“ La ralentización o desistimiento de varios proyectos anunciados debe entenderse como parte de una fase de ajuste y maduración de la industria”. Dr. Lorenzo Reyes, decano Facultad de Ingeniería y Negocios Universidad de Las Américas
paradigma productivo, mucho más sostenible y sofisticada de cara al medio ambiente y la comunidad.
Se desarrolla agrupando a muchas otras industrias y con toda una cadena de valor asociada, para su almacenamiento y distribución a otras latitudes y al interior del país, sobre todo en la industria minera”.
Pone de relieve, además, que la Región de Antofagasta cuenta, desde hace muchos años, “con un alto desarrollo industrial, portuario, energético y logístico, lo que se suma a las incomparables condiciones climáticas y ambientales
del Desierto de Atacama, con altos niveles de radiación solar, donde se podrían lograr muy bajos costos de producción para la industria del hidrógeno verde y sus derivados”.
El representante de ATM Consultores comparte las expectativas que despierta el desarrollo del rubro “para alcanzar las metas de descarbonización y acción climática junto con la creación de puestos de trabajo y aumento de la actividad industrial. Lo anterior, debería quedar reflejado en los próximos estudios de ciclo de vida ambiental e impactos socioeconómicos
Hyvolution, punto de encuentro de la industria del H2V en Chile.
Víctor Hugo Barrientos, gerente técnico
“ Desde el año 2021 trabajamos junto a la industria del hidrógeno convencidos de que esta tecnología puede ser un foco de desarrollo importante para nuestro país y un aporte significativo a la acción climática”.
ATM Consultores
contemplados en el Plan de Acción Hidrógeno Verde 2023-2030 para fines de 2026. Esta industria puede ser una especie de segunda minería, con fuentes de trabajo de excelente nivel y un alto estándar de protección ambiental”, manifiesta.
Para el Dr. Reyes, el optimismo respecto al H2V en Chile sí tiene fundamentos sólidos, “pero debe ser entendido como un proyecto de mediano y largo plazo, condicionado al abordaje efectivo de desafíos estructurales, como la prolongada tramitación de permisos, la ausencia de legislación específica, la falta de
infraestructura habilitante -en transmisión eléctrica, agua y puertos-, la debilidad de la demanda local y sus impactos ambientales y territoriales”.
Estrategia Nacional
Luego de pasar por un periodo de consulta pública, en marzo el Ministerio de Energía publicaría la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados 2026-2030. Para dar continuidad a la Estrategia de 2020, la actualización define como focos estratégicos la demanda interna y la descarbonización, el nuevo sector exportador y posicio-
“ Esta nueva industria está recogiendo las experiencias de otras industrias para que su desarrollo sea más sostenible, con un fuerte foco en el dialogo con la comunidad y la protección del medio ambiente”.
Kenis Aguirre, director ejecutivo H2 Antofagasta
namiento internacional, y la gobernanza para el desarrollo sostenible de la industria y la generación de valor local. Además, define hitos y metas a cumplir, como reducir los costos de producción, generar polos industriales de generación y demanda, desarrollo de proveedores y de infraestructura habilitante, y formación de capital humano en distintos niveles.
DR. LORENZO REYES, decano de la Facultad de Ingeniería y Negocios de la Universidad de Las Américas.
“En general, los focos propuestos en la Estrategia parecen bien orientados y coherentes con el estado actual de desarrollo del sector en nuestro país. El énfasis en avanzar desde proyectos piloto hacia iniciativas más maduras, fortalecer los encadenamientos productivos, priorizar derivados con mayor valor agregado y consolidar capa-
cidades regulatorias e institucionales”, opina el decano de la U. de Las Américas.
Mientras que Kulka releva el hecho que la actualización “mantenga focos coherentes con la etapa de maduración que atraviesa la industria, particularmente en materias de habilitación regulatoria, fortalecimiento de la demanda local, desarrollo de infraestructura y posicionamiento territorial. En general, estos ejes apuntan en la dirección correcta, sin embargo, su efectividad dependerá de que se traduzcan en condiciones habilitantes concretas para la materialización de inversiones y no sólo en lineamientos programáticos”.
Barrientos, en tanto, asegura que la renovada Estrategia “va en línea con la tendencia mundial considerando la madurez y aprendizaje que esta industria ha ido desarrollando en los últimos 5 años, sincerando además los parámetros umbrales de cumplimiento de metas y la ruta crítica que este rubro deberá sortear en el corto y mediano plazo”.
VÍCTOR HUGO BARRIENTOS, gerente técnico de ATM Consultores.
CARGO : PRESIDENTE DEL CONSEJO DIRECTIVO
ORGANIZACIÓN : COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL
RUBRO : SISTEMA ELÉCTRICO
LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE.
Juan Carlos Olmedo cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector energético en Chile. Ha sido ejecutivo en empresas como AES Gener, Enor Chile y Antuko Energy, y fue director y presidente del CDEC del Sistema Interconectado Central. Es ingeniero civil de Industrias de la Pontificia Universidad Católica de Chile y posee un MBA de la Universidad Adolfo Ibáñez, además de formación ejecutiva internacional en sostenibilidad y gestión.
JUAN CARLOS OLMEDO
FOTO: GENTILEZA COORDINADOR.
“El apagón del 25 de febrero
no debió haber ocurrido
y no puede volver a repetirse”
Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador
SEGURIDAD OPERATIVA, DISEÑO DE MERCADO Y MONITOREO DE LA COMPETENCIA SE CRUZAN EN UNA REFLEXIÓN SOBRE CÓMO FORTALECER EL SISTEMA ANTE ESCENARIOS CADA VEZ MÁS DESAFIANTES.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, aborda el funcionamiento del mercado spot, aprendizajes del 25F, las señales económicas en el contexto de la transición energética y el rol que ha desempeñado la Unidad de Monitoreo de la
Competencia en la promoción de un mercado más transparente y eficiente.
A un año del apagón del 25F, ¿cuáles diría que fueron los principales aprendizajes que dejó ese evento?
En el Coordinador estamos convencidos de que el apagón del 25 de febrero no debió ha-
“
El aprendizaje principal es que la seguridad del sistema requiere el cumplimiento estricto de la normativa por parte de todos los actores”.
ber ocurrido y no puede volver a repetirse. Por eso adoptamos un compromiso institucional de máxima transparencia, análisis técnico independiente y medidas concretas de corto, mediano y largo plazo. Además de los análisis internos, encargamos estudios independientes y procesos de auditorías a componentes críticos de la red, lo que nos llevó a plantear un plan de medidas que se refleja en acciones concretas para reducir riesgos, con auditorías preventivas, mejoras en esquemas de defensa, monitoreo de contingencias en tiempo real y la actualización del Plan de Recuperación del Servicio, entre otras.
El aprendizaje principal es que la seguridad del sistema requiere el cumplimiento estricto de la normativa por parte de todos los actores. Lo que ocurrió demostró los efectos que puede tener una intervención no informada o ajustes fuera de los parámetros en sistemas de protección, así como deficiencias en respaldos y comunicaciones, especialmente en escenarios de reposición de servicio.
La seguridad del sistema no descansa en lo que haga solo un actor del sistema: somos todos los participantes de esta industria. Por lo tanto, todos tenemos que cumplir a cabalidad nuestros roles.
La transición energética exige estándares más altos y flexibi-
El mercado spot es una pieza central del sistema eléctrico. ¿Está entregando señales de precios coherentes con la realidad operativa del sistema?
“ La transición energética
exige estándares más altos y mayor flexibilidad, y nuestra tarea es que ese proceso se traduzca en un sistema más seguro y resiliente”. lidad. Nuestra tarea es que ese proceso se traduzca en un sistema más seguro y resiliente para las personas
El mercado mayorista o spot entrega señales de corto plazo que reflejan las condiciones operativas del sistema. Si bien en 1985 se instauró la tarificación del mercado mayorista basada en costos de corto plazo de producción con un esquema de tarifa de dos partes (costo marginal de energía y potencia), la realidad ha evidenciado, en los últimos años, la necesidad de avanzar al modelo utilizado en los países de la OCDE.
De este modo, debido a la transformación hacia una red neutra en emisiones con alta participación de energía renovables variables (ERV), la experiencia muestra que el diseño actual no internaliza completamente el valor sistémico de la localización de los recursos, la flexibilidad y la seguridad, especialmente en un sistema con alta variabilidad. Esto abre un espacio para plantear mejoras al diseño del mercado mayorista.
Es así como el Coordinador impulsó un estudio técnico in-
ternacional con un proceso participativo que incluyó a actores de la industria, academia y otros grupos de interés, el cual finalizó con la entrega al Ministerio de Energía, en agosto de 2024, de una propuesta de diseño de un mercado mayorista basado en ofertas para energía, servicios complementarios y capacidad. Estamos convencidos que este tipo de propuestas constituyen insumos relevantes para los análisis de implementación que se desarrollan a nivel sectorial, precisamente porque permiten alinear mejor las señales de corto plazo con los requerimientos de flexibilidad, seguridad y competencia que exige el sistema, al posibilitar que los precios reflejen el costo de oportunidad real.
“ La realidad ha evidenciado la necesidad de avanzar hacia diseños de mercado que internalicen mejor la flexibilidad, la localización y la seguridad del sistema”.
¿Existen distorsiones en el mercado spot que estén afectando la inversión o la operación eficiente del sistema?
Los análisis realizados por la Unidad de Monitoreo de la Competencia (UMC) muestran que fenómenos como la tarificación y operación de los PMGD requieren ser revisados para asegurar la integración eficiente de estos medios, sin distorsiones de mercado; así como la información de clientes potencialmente libres en áreas de distribución y la forma en que se calculan los precios de los combustibles, respecto de los cuales hemos presentado recomendaciones normativas al Ministerio de Energía. Asimismo, es prioritario avanzar en la Recomendación Normativa sobre
Open Season y Acceso Abierto, para que la infraestructura de transmisión no se convierta en una barrera de entrada para nuevos competidores.
El comportamiento de la inversión de los últimos años muestra cómo el mercado ha internalizado las condiciones del mercado. Por
ejemplo, la masiva incorporación de sistemas de almacenamiento se ha ido posicionando como una respuesta concreta para disminuir recortes de energía solar y eólica, y gestionar la variabilidad y proveer flexibilidad a la red. Hacia adelante, y considerando que los cambios de diseño de mercado y su implementación pueden tomar varios años, resulta relevante avanzar con anticipación en ajustes que fortalezcan las señales asociadas a flexibilidad, localización y seguridad, especialmente en escenarios de mayor penetración de energías renovables variables.
¿Cómo evalúa el rol que ha jugado la Unidad de Monitoreo de la Competencia dentro del Coordinador desde su creación?
La creación de la UMC corresponde al mandato legal dispuesto en 2016 y el compromiso institucional claro con la transparencia y el funcionamiento competitivo del mercado eléctrico. Desde su inicio, la UMC ha desarrollado un trabajo técnico, riguroso y sistemático, poniendo a disposición de
“ La Unidad de Monitoreo de la Competencia cumple un rol técnico y preventivo, orientado a detectar patrones y ponerlos en conocimiento de las instituciones competentes”.
la industria y de las autoridades informes periódicos, recomendaciones normativas y análisis detallados del comportamiento competitivo del mercado. Cuando ha sido necesario, el Coordinador ha remitido los antecedentes de indicios a las autoridades de libre competencia para su análisis.
Este trabajo, que se ha ido consolidando con reportes mensuales, semestrales y anuales, además de recomendaciones prácticas en licitaciones de obras de ampliación, ha permitido identificar distorsiones y brechas y, con ello proponer mejoras en distintas
materias del funcionamiento del mercado, incluyendo temas como monitoreo y acceso a información, licitaciones y participación de distintos actores, entre otros. Al tratarse de informes públicos, sus hallazgos y recomendaciones quedan disponibles para todos los grupos de interés y para su consideración en procesos regulatorios y de mejora de mercado.
¿Qué limitaciones enfrenta hoy la UMC? ¿Qué mejoras serían necesarias para fortalecer su impacto? En un sistema cada vez más complejo, uno de los principales
“ El comportamiento de la inversión en los últimos años muestra cómo el mercado ha internalizado las condiciones del mercado”
desafíos es contar con información completa, oportuna, veraz, estandarizada y suficientemente granular. En ese aspecto, el Coordinador ha planteado al Ministerio de Energía diversas recomendaciones regulatorias orientadas a mejorar la calidad y disponibilidad de datos, especialmente en segmentos como PMGD y clientes libres en redes de distribución. Estas mejoras, en la medida en que
las empresas coordinadas cumplan cabalmente con la normativa, fortalecen tanto el monitoreo de la competencia como la toma de decisiones regulatorias.
Adicionalmente, es importante precisar el alcance institucional de la UMC: su rol no es de fiscalización, sino que técnico y preventivo -como un radar temprano en el mercado eléctrico-; orientado a identificar eventuales indicios y
FOTO: GENTILEZA SENADO.
patrones en el comportamiento del mercado, y ponerlos en conocimiento de las instituciones competentes del sistema de libre competencia para su análisis. En ese sentido, más que “limitaciones”, lo que se vuelve crítico para fortalecer su trabajo es asegurar estándares de información y trazabilidad que permitan análisis oportunos, robustos y comparables, reduciendo incertidumbres y mejorando la capacidad de detección temprana en un mercado con creciente complejidad.
Pensando en los próximos años, ¿qué ajustes al diseño del mercado eléctrico consideran prioritarios para acompañar la transición energética?
El Coordinador ha buscado contribuir a esta discusión dentro de su ámbito de competencia técnica mediante recomendaciones normativas a la autoridad. Un hito relevante es el estudio encargado a ECCO International, liderado por Alex Papalexopoulos, que propone la implementación de un mercado mayorista basado en ofertas para energía, servicios complementarios y capacidad. Este estudio fue publicado y entregado al Ministerio de Energía en agosto de 2024 y se apoya en experiencias internacionales de operadores como CAISO, PJM, ERCOT e ISO-NE.
Complementariamente, desde 2023 el Coordinador ha enviado al Ministerio diversas propuestas de ajustes regulatorios orientados a fortalecer las señales económicas, la resiliencia y la adecuación del marco normativo a los retos de la transición energética.
Junto con lo anterior, un desafío relevante para capturar plenamente los beneficios de la transición energética es desarrollar la capacidad para que nuevos actores puedan ingresar al mercado, por ejemplo, habilitando que la demanda y los recursos energéticos renovables distribuidos (DER) puedan participar de manera activa, aportando flexibilidad al sistema.
Esto incluye, por ejemplo, el desarrollo de esquemas regulatorios para el segmento de distribución que permitan la gestión de los DER, implementar tarifas horarias para viabilizar las capacidades como la gestión de demanda o soluciones detrás del medidor (techos solares, almacenamiento y vehículos V2L). Si bien estos aspectos exceden el ámbito directo del Coordinador, parecen ser necesarios para un diseño de mercado que reconozca adecuadamente el valor de la flexibilidad y permita integrar de manera segura y eficiente tecnologías como el almacenamiento y otros recursos energéticos emergentes.
Almacenamiento y Energía Solar:
La dupla que
marca la pauta en Chile
Instalación de baterías de Trina Storage.
EL NIVEL DE EXPANSIÓN QUE REGISTRAN LAS RENOVABLES EN EL PAÍS ESTÁ IMPULSANDO LA INSTALACIÓN DE SISTEMAS BESS, CONFIGURANDO UNA NUEVA ETAPA PARA EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.
En un escenario marcado por altos niveles de vertimiento, señales de precios cambiantes y una penetración renovable récord, distintos actores del sector coinciden en que la integración de la capacidad solar y de almacenamiento será determinante para la estabilidad técnica, la viabilidad económica y la evolución regulatoria de la matriz energética.
Desde Engie, Paulo Torres, Head of Business Development
GBU Renewables & Batteries, sostiene que “el almacenamiento cumple un rol clave en darle mayor flexibilidad y estabilidad al Sistema Eléctrico Nacional y gestionar la variabilidad propia de una matriz cada vez más renovable”. El ejecutivo explica que los sitios en operación de la compañía, que suman 267 MW de capacidad instalada, “permiten absorber energía en momentos de alta generación y entregarla cuando el sistema lo requiere, contribuyendo a una operación más robusta, reduciendo congestiones y fortaleciendo
la seguridad del suministro en un contexto de creciente penetración solar y eólica”.
Torres agrega que, en proyectos como PV + BESS Tamaya, la reconversión de infraestructura térmica ha permitido incorporar parque solar más almacenamiento. Asimismo, dice que iniciativas como BESS Tocopilla y BESS Lile “entregan una nueva vida a sitios donde operaban unidades a generación a carbón o bien aprovechan infraestructura eléctrica pensada para la ampliación de una central térmica”, destacando la reutilización de activos existentes dentro del proceso de transición.
Vertimientos
El ejecutivo de Engie asegura que “el almacenamiento es una de las herramientas más efectivas para enfrentar el vertimiento de energía solar”, ya que permite almacenar excedentes y entregarlos en horarios de mayor demanda. Según afirma, en sus proyectos han observado “una mejor utilización de la energía generada, una optimización
El almacenamiento cumple un rol clave en darle mayor flexibilidad y estabilidad al Sistema Eléctrico Nacional y gestionar la variabilidad propia de una matriz cada vez más renovable”, Paulo Torres, Head of Business Development GBU Renewables & Batteries de Engie Chile.
“Hoy los BESS son clave para poder estructurar suministros renovables 24/7 dada la capacidad de estos activos para movilizar la energía solar a las horas nocturnas”, enfatiza el ejecutivo, agregando que estos sistemas se posicionan como “el mejor activo para prestar coberturas (o hedging) a contratos PPA que posean retiros nocturnos”.
Expansión
del uso de la infraestructura existente y una reducción relevante de vertimientos”, además de transformar la energía renovable en una fuente más gestionable para el sistema.
Una visión complementaria plantea Luciano Silva, gerente de Producto e Ingeniería de Trina Storage para Latinoamérica y el Caribe. Afirma que uno de los principales motivadores de la integración BESS en Chile ha sido la posibilidad de “rescatar” los altos niveles de vertimiento y aprovechar al máximo la producción solar. Sin embargo, advierte que su rol va más allá de ese fenómeno.
Respecto de la velocidad de crecimiento del almacenamiento, Silva menciona que existen más de 40 GWh en operación comercial o construcción, lo que podría comprimir las diferencias intradiarias del precio mayorista de energía. No obstante, subraya que la mayoría de estas inversiones “sirven de cobertura a contratos PPA que poseen retiros nocturnos y permiten estructurar suministros renovables 24/7 eficientes”, por lo que los desarrolladores deberán “dimensionar sus proyectos adecuadamente pensando en los suministros que ofertan a sus clientes finales”, así como evaluar riesgos geográficos asociados a transmisión.
Desde Siemens Chile, Felipe Lizama, gerente de Electrificación y Automatización, enfatiza el impacto económico del almacenamiento:
Proyecto BESS Tamaya de Engie
“Hoy los BESS son clave para poder estructurar suministros renovables 24/7 dada la capacidad de estos activos para movilizar la energía solar a las horas nocturnas”, Luciano Silva, gerente de Producto e Ingeniería de Trina Storage para Latinoamérica y el Caribe.
“Se ha convertido en el modelo que garantiza la salud financiera y la sostenibilidad de los proyectos renovables”.
Afirma que su rol es “estabilizar el mercado y maximizar el uso de la infraestructura existente”, subrayando que la operación de sistemas BESS ha impulsado una caída de US$100/MWh en los costos marginales durante ho-
ras no solares entre 2023 y 2025, estabilizando ingresos para los desarrolladores. Añade que, con una generación renovable que alcanzó 72% del total mensual en diciembre de 2025 e hitos instantáneos de 93%, el almacenamiento “asegura que la abundancia solar de Chile se traduzca en una oferta constante y competitiva las 24 horas del día”. Asimismo, plantea
El almacenamiento se ha convertido en el modelo que garantiza la salud financiera y la sostenibilidad de los proyectos renovables”, Felipe Lizama, gerente de Electrificación y Automatización en Siemens Chile.
que el desafío no es sólo instalar capacidad, sino avanzar en digitalización avanzada para gestionar la complejidad del sistema, mediante plataformas inteligentes y análisis de datos en tiempo real.
Oportunidades
y retos
TORRES, Head of Business
Development GBU
Renewables & Batteries de Engie Chile
LUCIANO SILVA, gerente de Producto e Ingeniería de Trina Storage para Latinoamérica y el Caribe.
Sobre el eventual riesgo de “sobrealmacenamiento”, Lizama considera que “más que un riesgo, vemos una oportunidad estratégica de crecimiento”, destacando que existen 9 GW en operación, construcción y prueba, además de 27 GW en desarrollo. Desde su perspectiva, la integración de infraestructura
física con capas de inteligencia digital permitirá escalar la capacidad del sistema de manera confiable.
Desde el ámbito gremial, Darío Morales, director ejecutivo de Acesol, subraya que “el almacenamiento y la energía solar son tecnologías inexorablemente unidas” y que no será posible profundizar la penetración solar “sin un despliegue adecuado de los sistemas de almacenamiento”. Asimismo, advierte que el sistema eléctrico del futuro requerirá soluciones de mayor duración que las baterías convencionales de 4 a 6 horas de autonomía, por lo que el marco regulatorio deberá evolucionar para reconocer y remunerar los atributos de tecnologías de larga duración.
Morales también resalta que el fenómeno de los vertimientos refleja un desequilibrio estructural, con sobreoferta solar al mediodía y déficit nocturno. En ese contexto, sostiene que el almacenamiento es “la herramienta clave para corregir esta anomalía, capturando
PAULO
“
El almacenamiento y la energía solar son tecnologías inexorablemente unidas”, Darío Morales, director ejecutivo de Acesol.
el excedente que hoy se desperdicia para inyectarlo en las horas de mayor necesidad”. En cuanto a una eventual sobreinstalación, afirma que el riesgo debe ser gestionado por el mercado, donde cada actor tome decisiones informadas sobre capacidad y modelo financiero, destacando además que la remuneración de potencia será un factor crítico y que todo debe desarrollarse bajo el principio de estabilidad jurídica.
FELIPE LIZAMA, gerente de Electrificación y Automatización en Siemens Chile.
DARÍO MORALES, director ejecutivo de Acesol.
Proyecto BESS Huatacondo en Pozo Almonte, Región de Tarapacá.
CARGO : CEO / DIRECTOR GENERAL PARA
SUDAMÉRICA
ORGANIZACIÓN : ACCIONA ENERGÍA
RUBRO : ENERGÍAS RENOVABLES
LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE.
Jaime Toledo es ingeniero civil eléctrico de la Pontifica Universidad Católica de Valparaíso (PUCV), MBA de Hochschule Offenburg-University of Applied Sciences (Alemania) y magister en Economía Energética por la Universidad Técnica Federico Santa María (USM). Posee más de 20 años de experiencia en el sector energético, desarrollada en Chile y la región. Tras presidir durante 2022 y 2023 Acera A.G., asumió en 2024 como presidente de AGR A.G. Además, en enero de 2025 fue anunciado como nuevo director general de Acciona Energía para Sudamérica.
JAIME TOLEDO
FOTO: GENTILEZA ACCIONA ENERGÍA.
“La transición energética debe entrar
en una segunda fase
y pasar aceleradamente a la corrección del diseño de mercado”
Jaime Toledo, CEO de Acciona Energía Sudamérica
EL EJECUTIVO REFLEXIONA SOBRE CÓMO LA COMPAÑÍA BUSCA
CONSOLIDAR SU POSICIONAMIENTO EN LA REGIÓN, CON UNA ESTRATEGIA FUERTEMENTE APOYADA EN ENERGÍAS RENOVABLES, ALMACENAMIENTO Y SOLUCIONES PARA GRANDES CLIENTES INDUSTRIALES.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, Jaime Toledo, CEO de Acciona Energía Sudamérica, aborda tópicos como los principales objetivos de la compañía para 2026, el creciente protagonismo de Perú como mercado estratégico, los desafíos estructurales que enfrenta el sistema eléctrico chileno y los cambios regulatorios que,
a su juicio, resultan imprescindibles para que las energías limpias puedan traducirse en precios más competitivos y estables para los consumidores.
¿Cuáles son hoy los principales objetivos de la compañía para este 2026?
Entre los principales objetivos de 2026 de Acciona Energía en
“ La única forma de reducir las cuentas de la luz es producir más energía eléctrica con centrales renovables”.
la región se contempla finalizar la construcción de nuestro parque fotovoltaico San José de 178 MWp, ubicado en la provincia de Arequipa, sur de Perú, que esperamos energizar durante el primer semestre de este año.
Otro de los objetivos es la construcción de un sistema de almacenamiento de energías en baterías (BESS) de 1.000 MWh en nuestro parque fotovoltaico Malgarida, ubicado en la Región de Atacama, el que esperamos energizar a fines de este año y que nos permitirá ampliar nuestra oferta de energía limpia a precios competitivos para nuestros clientes.
Asimismo, en Chile estamos enfocados en acelerar la materialización de un ambicioso portafolio de proyectos de baterías en nuestras plantas fotovoltaicas en operación y construir un sólido pipeline de proyectos de generación de energías renovables, mientras que en Perú estamos desarrollando una importante cartera de proyectos eólicos.
Adicionalmente, tanto en Chile
como en Perú, estamos buscando oportunidades para desarrollar proyectos de eficiencia energética y de generación dentro de las faenas de clientes mineros e industriales, con el objetivo de reducir su huella de carbono y contribuir a bajar el costo de su suministro de energía.
Además de Chile, ¿qué otros países en Sudamérica concentran hoy el foco inversor y estratégico de la compañía?
Hoy, uno de los focos de inversión de nuestra compañía en la región está en Perú, debido, principalmente, a que la demanda eléctrica industrial y minera tendrá un crecimiento anual promedio entre un 3% a 4%.
Esta nueva demanda eléctrica ha manifestado un gran interés en contratar el suministro de energías limpias y sin huella de carbono. Para ello, estamos desarrollando una amplia cartera de proyectos eólicos que nos permitirán contribuir a acelerar el proceso de transición energética del país y ofrecer energía
limpia y renovable a precios muy competitivos.
Asimismo, en Perú la expansión del sistema de transmisión se está realizando oportunamente y con holguras suficientes para incentivar el desarrollo de la industria. A la fecha se están construyendo 8 líneas de transmisión con una inversión de US$642 millones, mientras que en los próximos dos años se licitarán 37 obras de ampliación de la red de transmisión con una inversión total de US$933 millones. Este importante despliegue de transmisión viene acompañado de la reciente publicación de la Ley N°32.249, que permite que las plantas de generación renovable puedan vender directamente su energía a las distribuidoras en distintos bloques horarios en contratos a 15 años.
¿Cómo evalúan las condiciones actuales del sector eléctrico chileno para el desarrollo de las energías renovables?
Desde hace varios años Chile está enfrentando un importante déficit de inversiones en la infraestructura de transmisión, por este motivo sólo en 2025 se tuvieron que “verter” más de 6 TWh de energía renovable, equivalentes al consumo eléctrico anual de más de 1.900.000 hogares, lo que ha impedido que los beneficios de
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Sólo en 2025 se tuvieron que verter más de 6 TWh de energía renovable, equivalentes al consumo eléctrico anual de más de 1.900.000 hogares”.
“ Durante años se han acumulado incentivos mal
alineados y distorsiones regulatorias que hoy impiden que la competencia opere de manera efectiva”.
las energías renovables lleguen a las familias chilenas.
Para mejorar esto, el país cuenta con una serie de herramientas disponibles en la Ley de Transmisión (Ley 20.936). Sin embargo, a casi 10 años de su promulgación aún no se ha cumplido uno de sus objetivos principales, que es la expansión del sistema de transmisión nacional con holguras para
conformar un mercado eléctrico común. Esto es sumamente importante para que las energías renovables sigan desarrollándose, porque al disponer de un sistema de transmisión más robusto y con una adecuada capacidad de transporte las empresas generadoras de energías limpias podemos ofrecer precios mucho más competitivos a nuestros clientes.
Parque Eólico San Gabriel.
Por otro lado, la tarificación de la generación presenta distorsiones que debemos solucionar a la brevedad, ya que el costo de la energía eléctrica que hoy enfrentan los consumidores no responde al costo de producir energías renovables competitivas, sino a las distorsiones estructurales del mercado eléctrico chileno, asociadas al alto costo de producir energía con gas, carbón y diésel, así como el pago del precio estabilizado a los PMGD. Durante años se han acumulado incentivos mal alineados y distorsiones regulatorias que hoy impiden que la competencia opere de manera efectiva. Por lo anterior, la transición energética debe entrar en una segunda fase y pasar aceleradamente a la corrección del diseño de mercado, para garantizar que las energías limpias puedan seguir compitiendo en igualdad de condiciones, contribuyendo a reducir el precio de la energía eléctrica a los consumidores.
El alza en las cuentas de la luz ha estado en el centro del debate público últimamente. ¿Qué rol concreto pueden jugar las energías renovables para contribuir a precios más competitivos y estables para los consumidores?
Mientras sigamos generando una parte importante de la ener-
“ Mientras sigamos generando una parte importante de la energía eléctrica con combustibles fósiles, las cuentas de la luz seguirán siendo altas”.
gía eléctrica con combustibles fósiles, como el gas, carbón y diésel, las cuentas de la luz seguirán siendo altas. La única forma de reducirlas es producir más energía eléctrica con centrales renovables.
Chile está importando del orden de US$17.000 millones al año en combustibles fósiles. La única forma de reducir esos costos y la contaminación que generan es sustituirlos con más energías limpias, que tenemos disponibles en abundancia en nuestro país. Un ejemplo concreto de esto es la última licitación de suministro a distribuidoras realizada en diciembre de 2025, donde las ofertas más caras corresponden a las de dos compañías que aún continúan generando energía con carbón.
Mirando el proceso de transición energética, ¿cuáles son los principales cambios regulatorios que considera urgentes para modernizar el sistema y permitir un desarrollo más eficiente y competitivo del mercado eléctrico?
Se requiere una mayor infraestructura de transmisión para trasladar la energía limpia y económica a los centros de consumo. Esto debe ser acompañado con un desarrollo de baterías que permita reducir el vertimiento
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Desde hace varios años Chile está enfrentando un importante déficit de inversiones en la infraestructura de transmisión”
de energías renovables y, al mismo tiempo, proveer servicios de inercia y seguridad a la red eléctrica, lo que permitirá reducir las operaciones por seguridad de las centrales termoeléctricas que hoy le cuestan al país más de US$240 millones al año.
Asimismo, se debe modificar el régimen tarifario de los PMGD, que genera costos adicionales a los usuarios por más de US$230 millones anuales. No hay que perder de vista que a partir de 2027 una parte del pago a los PMGD será directamente asumida por los clientes regulados, es decir, a partir de 2027 las cuentas de la luz de las familias chilenas se verán directamente incrementadas por el pago a los PMGD.
Recursos distribuidos: La dimensión que el debate omite
Recientemente, Acenor y el Consejo
Minero aportaron al debate público un estudio que estima en US$4.650 millones el costo acumulado del mecanismo de estabilización de precios de los PMGD para los próximos 15 años. Si bien este análisis es un insumo válido, presenta una visión parcial al enfocarse exclusivamente en los costos, omitiendo los beneficios sistémicos y ahorros que esta industria genera y que deben ser parte de la ecuación. El criterio técnico que debiera guiar la toma de decisiones es el costo total de suministro.
La evidencia demuestra que la generación distribuida no es sólo un costo, sino una herramienta de eficiencia. Un estudio del ISCI para el Ministerio de Energía (2021), estimó que, en escenarios con alta penetración de recursos distribuidos, podrían evitarse más de US$1.558 millones de sobrecostos sistémicos hacia 2040. A su vez, el Centro de Energía de la Universidad de Chile (encargado por Acesol) estimó ahorros para el sistema por más de US$1.500 millones entre 2020 y 2023 por aporte PMGD, sin considerar los más de US$100 millones de inversión directa en la mejora de las redes de las distribuidoras.
En el mercado spot, el Coordinador Eléctrico Nacional propuso reliquidar el Precio Estabilizado (PE) según el costo marginal (CMg) como señal de eficiencia. Sin embargo, es riesgoso proponer cam-
bios regulatorios asumiendo que el modelo marginalista actual es perfecto. El CMg no es un precio de equilibrio eficiente por la alta operación a Mínimo Técnico (MT). En el último quinquenio, los pagos laterales por MT superan los US$1.200 millones, casi el triple de las compensaciones de PE en el mismo período. Por ello, mientras evaluamos el paso a un mercado de ofertas, corregir el cálculo del CMg actual tendría efectos clave: mejores señales de inversión, disminución de pagos laterales y tarifas más eficientes.
En los contratos de clientes regulados, es imperativo modernizar su diseño, adjudicando por menor costo total de suministro y no sólo por el costo de la energía, cuyo diseño actual ignora que el cliente también paga por la expansión de la transmisión necesaria. Al inicio de un nuevo gobierno, estamos en un punto de inflexión donde es imperativo mirar el mercado eléctri co en su conjunto, inclu yendo el aporte de la ge neración distribuida. La eficiencia real no se logra optimizando eslabones aislados; sin una mirada integral, el resultado será una energía eléctrica más cara y menos confiable.
Por Darío Morales, director ejecutivo de Acesol
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A un año del 25F:
Avances y aprendizajes
tras el blackout del Sistema
Eléctrico Nacional
Santiago de noche.
INVESTIGACIONES EN CURSO, MEDIDAS TÉCNICAS Y APRENDIZAJES
INSTITUCIONALES MARCAN EL BALANCE DEL HISTÓRICO APAGÓN, EVENTO QUE IMPULSÓ CAMBIOS REGULATORIOS Y OPERACIONALES DENTRO DEL SECTOR ELÉCTRICO.
El apagón del 25 de febrero de 2025 marcó un punto de inflexión para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). A un año del evento, autoridades, reguladores y organismos técnicos han publicado balances, investigaciones y planes de mejora que permiten delinear avances concretos en seguridad operacional y gobernanza.
Según los antecedentes que se dieron a conocer, el corte se originó tras una desconexión en la línea de transmisión eléctrica Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar 2x500kV, ubicada entre Vallenar y Coquimbo, lo que derivó en la separación del sistema en dos subsistemas eléctricos y una posterior caída en cascada del suministro. El evento afectó a gran parte del país y activó investigaciones regulatorias y técnicas de amplio alcance. Uno de los hitos posteriores fue la investigación de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). El organismo comunicó que detectó condiciones operacionales inseguras, posibles fallas
en mantenimiento y debilidades en sistemas de protección y supervisión, manteniendo aún los procesos sancionatorios en curso.
Entre las compañías vinculadas a las investigaciones se encuentra ISA Energía, a través de su filial ISA Interchile, relacionada con la operación de la línea de 500 kV Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar. Según antecedentes publicados por el Coordinador Eléctrico Nacional, la falla se produjo durante una maniobra remota de resincronización de un canal de comunicaciones del sistema de protección, que derivó en la desconexión de los circuitos.
El informe técnico consigna que la acción se habría realizado sin autorización previa del Coordinador, requisito establecido por normativa operativa.
En agosto de 2025, la SEC formuló cargos administrativos contra la empresa por presunta operación en condiciones inseguras y por la reactivación de equipos sin autorización, en el marco del proceso sancionatorio aún en desarrollo. Desde la compañía se ha mencio-
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En su portal de seguridad energética y documentos asociados, el Coordinador caracterizó el apagón como un evento sistémico”
nado públicamente que el evento correspondió a una situación imprevista y que sus activos fueron restablecidos en un plazo acotado.
De manera adicional, el ente fiscalizador extendió cargos a otras siete empresas del sector y al propio consejo directivo del Coordinador, en una investigación que abarca tanto el origen del evento como la respuesta sistémica posterior.
Evento sistémico
En paralelo, el Coordinador ha publicado diversos análisis y balances institucionales. En su portal de seguridad energética y documentos asociados, el organismo caracterizó el apagón como un evento sistémico que dejó aprendizajes transversales para toda la
industria. Entre ellos, se identificaron debilidades en esquemas automáticos de defensa, respuesta de centrales generadoras y visibilidad operacional en tiempo real.
En respuesta, el operador del sistema ha impulsado un conjunto de medidas técnicas orientadas a reforzar la resiliencia del SEN. Entre las principales acciones informadas se incluyen ajustes en sistemas de protecciones, revisión de planes de recuperación del servicio, auditorías técnicas a instalaciones críticas y fortalecimiento de protocolos de coordinación ante contingencias severas. También se desarrollaron auditorías independientes a empresas de transmisión, junto con procesos de verificación de estándares técnicos en infraestructura clave.
Adicionalmente, el Coordinador ha destacado una serie de avances en planificación y operación sistémica, incluyendo mejoras en procedimientos de recuperación, exigencias más estrictas para esquemas de control automático y propuestas regulatorias para elevar estándares operacionales. Estas iniciativas buscan reducir la probabilidad de fallas de gran magnitud y acotar tiempos de reposición ante eventos extremos. Desde el ámbito institucional, el
Torres de transmisión eléctrica.
La SEC comunicó que detectó condiciones operacionales inseguras” “
propio consejo directivo del Coordinador presentó descargos ante la SEC, defendiendo la gestión operativa durante la contingencia y destacando el restablecimiento progresivo del servicio durante la misma jornada. En paralelo, el organismo ha enfatizado la necesidad de fortalecer la coordinación sectorial y avanzar hacia estándares acordes a un sistema cada vez más complejo, marcado por la expansión de las energías renovables
y una mayor exigencia en control dinámico.
En balances publicados a un año del evento, el Coordinador ha planteado que el apagón constituye un punto de inflexión para la seguridad eléctrica nacional, subrayando que los desafíos futuros estarán asociados tanto a la robustez de la infraestructura como a la gobernanza del sistema y la capacidad de respuesta ante contingencias sistémicas.
Infraestructura estratégica: El motor de la descarbonización
Por Daniela Quintana, Ingeniera, secretaria académica de la Facultad de Arquitectura, Construcción y Medio Ambiente de la Universidad Autónoma de Chile
La transición energética suele analizarse desde la velocidad de incorporación de nuevas tecnologías de generación. Sin embargo, desde una perspectiva económica y de inversión, el desempeño del sistema eléctrico depende menos de cuánta energía se genera y más de cuán eficientemente esa energía puede ser transportada, gestionada y utilizada. En ese sentido, la transmisión
eléctrica es un activo estratégico cuya relevancia suele hacerse visible solo cuando comienza a escasear. El proyecto Kimal–Lo Aguirre permite abordar esta discusión desde una mirada estructural. Definido en el Plan de Expansión de la Transmisión de 2017, este eje norte–centro fue concebido para resolver un problema económico concreto: la creciente desconexión entre la localización de la generación renovable y los centros de
consumo, con los consecuentes costos sistémicos asociados a congestión, vertimiento de energía y mayor exposición a fallas. A esto se suman las metas fijadas a 2050 para el plan de descarbonización y carbono neutralidad de nuestro país.
Tecnología e inversión
Desde el punto de vista técnico–económico, la elección de tecnología
HVDC es fundamental. Una línea de transmisión con capacidad de 3.000 MW, equivalente a cerca de un cuarto de la demanda diaria del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), permite transportar grandes bloques de energía a largas distancias con menores pérdidas y mayor control. En términos económicos, esto se traduce en una utilización más eficiente del capital invertido en generación, reduciendo el desperdicio de energía renovable ya instalada y estabilizando los costos marginales.
La magnitud de la inversión también es relevante desde la perspectiva macroeconómica. La construcción contempla alrededor de 2.691 torres y la generación de aproximadamente 6.200 puestos de trabajo, activando una cadena de valor intensiva en ingeniería, logística y servicios. Este tipo de proyectos no sólo fortalece la infraestructura, sino que impacta directamente en la productividad y el
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El desafío no es acelerar indiscriminadamente la generación, sino asegurar que la infraestructura de transmisión crezca de manera anticipada”.
desarrollo de capacidades industriales.
En términos de gestión, tras su adjudicación en 2021, la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental en noviembre de 2025 y la entrada en operación proyectada para el primer semestre de 2029 deben leerse como parte de una estrategia de largo plazo. La transmisión no es un gasto, sino una inversión habilitante. Tal como advirtió el Coordinador Eléctrico Nacional en 2025, tras el apagón de febrero de este año, la red opera hoy con corredores críticos altamente exigidos, lo que eleva la vulnerabilidad sistémica.
Asimismo, la viabilidad de proyectos de esta envergadura exige una institucionalidad capaz de otorgar certeza jurídica y predictibilidad regulatoria. El complejo proceso de obtención de permisos y la gestión de estándares ambientales no solo representan hitos administrativos, sino que son señales de mercado que determinan el costo de capital para futuras inversiones. Una regulación ágil y coordinada
ENEL DISTRIBUCIÓN ALERTA SOBRE CHOQUES A POSTES:
EN 2025 SE REGISTRARON MÁS DE 2000 CASOS
• Se trata de un aumento respecto a 2024, cuando se contabilizaron cerca de 1.500 accidentes dentro de su zona de concesión en la Región Metropolitana.
• Cada día, seis postes eléctricos resultan dañados, afectando el suministro de energía de cientos de clientes.
Enel Distribución reiteró su llamado a la prevención y a la responsabilidad al volante, tras registrar un aumento en los accidentes que afectan su infraestructura eléctrica. Durante 2025, en las 33 comunas de su zona de concesión, se contabilizaron 2.042 choques contra postes eléctricos, cifra que representa un alza frente a los 1.492 casos registrados en 2024. Este incremento equivale a un promedio de seis postes dañados diariamente, con el consiguiente impacto en la continuidad del suministro para miles de clientes.
Cada uno de estos accidentes involucra daño o destrucción de infraestructura eléctrica, como postes, transformadores y cables, y deja sin suministro eléctrico a un promedio de 1.700 personas, impactando a hogares, negocios, familias y servicios esenciales en la Región Metropolitana.
Chocar contra un poste agrava aún más las consecuencias de un accidente vial: pone en riesgo vidas, provoca interrupciones prolongadas del servicio eléctrico y genera un costo económico significativo.
Cuando un poste cae por una colisión, las consecuencias van más allá de la reparación. El área queda electrificada, con cables expuestos y colgando, lo que representa un riesgo para el conductor, los pasajeros y cualquier persona cercana. Además, se deben aplicar cortes preventivos de energía y desvíos de tránsito para que los equipos técnicos especializados puedan trabajar de forma segura. La reparación puede extenderse por más de 10 horas, dependiendo de la magnitud de los daños.
El costo promedio de reparación por cada poste dañado asciende a $1.285.000, monto que, según la normativa vigente, debe ser asumido por el responsable del accidente. Estas labores de emergencia requieren la intervención inmediata de equipos técnicos y operativos, lo que implica reasignar recursos humanos y materiales originalmente destinados a otras tareas. Como consecuencia, se ven alterados algunos trabajos programados orientados a fortalecer la resiliencia y avanzar en la digitalización de la red eléctrica, iniciativas clave para contar con una infraestructura más moderna y confiable.
Enel Distribución reitera su compromiso con la seguridad de las personas y la continuidad del suministro eléctrico, pero enfatiza que la disminución de estos accidentes depende en gran medida de la conducción responsable. La compañía mantiene activa una campaña digital de concientización, a través de la cual entrega recomendaciones y visibiliza el impacto que generan estos incidentes en la comunidad y en la infraestructura eléctrica.
DANIELA QUINTANA, secretaria académica de la Facultad de Arquitectura, Construcción y Medio Ambiente de la Universidad Autónoma
La red opera hoy con corredores críticos altamente exigidos, lo que eleva la vulnerabilidad sistémica” “
es el lubricante necesario para que el ahorro sistémico proyectado por la tecnología HVDC se traduzca efectivamente en beneficios tarifarios para los consumidores finales.
Por otro lado, la relevancia estratégica de Kimal–Lo Aguirre se acentúa ante la creciente frecuencia de eventos climáticos extremos que amenazan la estabilidad del SEN. Al diversificar las rutas de transporte y reducir la dependencia de corredores saturados, se construye una matriz no solo más limpia, sino más resiliente.
La seguridad de suministro deja de ser una variable estática para convertirse en un atributo dinámico, donde la robustez de la transmisión actúa como un seguro contra la intermitencia y la fragilidad operativa.
La lección es clara: el desafío no es acelerar indiscriminadamente la generación, sino asegurar que la infraestructura de transmisión crezca de manera anticipada. Cada año de desalineación tiene costos reales: volatilidad, pérdida de energía limpia y menor retorno social.
La transición energética es un problema de asignación eficiente de recursos; Kimal–Lo Aguirre demuestra que Chile posee la planificación necesaria, pero el desafío estratégico es sostener esa coherencia para garantizar seguridad y competitividad económica.
conferenciasyferias@b2bmg.cl
Pilares de nuestra meta común
Este cambio de paradigma también demanda una evolución en la gestión de activos. La incorporación de inteligencia de datos permite que las redes no sólo transporten energía, sino también información valiosa para prevenir fallas y optimizar el flujo energético.
Al compartir estas visiones en encuentros sectoriales, logramos transformar los desafíos individuales en soluciones colectivas que benefician a toda la cadena de valor, desde los generadores hasta el consumidor final.
La meta es ambiciosa y nadie puede alcanzarla en solitario. La complejidad de la descarbonización requiere un compromiso transversal que supere las barreras corporativas tradicionales.
Participar en este tipo de encuentros nos permite colaborar activamente para asegurar que la electricidad siga siendo la columna vertebral de nuestra sociedad, garantizando un suministro seguro, confiable y, sobre todo, limpio para las próximas generaciones.
gerente general de Hitachi Energy Chile
Sistema de Gestión de Energía:
Un aliado
con foco en la flexibilidad
El monitoreo y recolección de datos es cada vez más relevante con miras a la gestión de las redes.
LA TECNOLOGÍA ENTREGA A LA INDUSTRIA MAYORES Y MEJORES CAPACIDADES ANTE LA TAREA DE COORDINAR SUS ACTIVOS.
La estabilidad como la eficiencia son aspectos críticos de un sistema eléctrico, compuesto cada vez por mayor número y diversidad de actores.
Por ello, la relevancia de contar con herramientas que garanticen la sostenibilidad técnica y ambiental del sector energético. En la visión de Carmen Gallegos, socia de la Asociación de la Industria EléctricaElectrónica de Chile (AIE), “desde un escenario enfocado en lo académico debemos trabajar en formar futuros profesionales, con modelos académicos que incluyan las problemáticas medio ambientales, por medio de los contenidos abordados en su plan de estudios, donde debemos abordar herramientas que les permita analizar datos y en base a estos poder tomar decisiones”.
Al respecto, la profesional, quien es además jefa de la Escuela Ingeniería, energía y tecnología de la AIEP - Sede los Ángeles, aborda la relevancia de lograr conocimientos en optimización en operaciones con tecnologías como la inteligencia artificial y la automatización, con miras a diseñar y supervisar procesos con un
enfoque predictivo, en lo referido a la determinación de demandas en relación con los consumos, de forma de establecer los lineamientos y objetivos para la empresa.
Dentro de las herramientas disponibles, el doctor Anibal Morales, investigador del Centro de Transición Energética (CTE) de la Universidad San Sebastián, destaca el Sistema de Gestión de Energía (EMS), que es un ecosistema digital avanzado de software y hardware diseñado para monitorear, controlar y optimizar el rendimiento energético. “Actúa como el cerebro de la infraestructura energética, equilibrando el consumo con la producción para garantizar la eficiencia y la sostenibilidad”, menciona.
El especialista detalla que un EMS opera a través de un ciclo continuo de cuatro etapas principales:
1. Monitoreo y Recolección de Datos: Utilizando sensores IoT y Smart meters, el sistema recopila datos en tiempo real sobre el consumo de energía en diversos activos y procesos.
2. Visualización y Análisis: Los datos brutos se procesan para generar información accionable. Los dashboards de control
permiten identificar patrones de consumo, periodos de demanda máxima y áreas específicas de pérdida de energía.
3. Control y Automatización: Puede ajustar automáticamente y en forma coordinada las cargas y demandas de la infraestructura distribuida de energía. Por ejemplo, coordinar estaciones de carga de vehículos eléctricos o desplazar ciclos de bombeo industrial hacia horarios con electricidad de menores costos y emisiones.
CARMEN GALLEGOS, socia de la Asociación de la Industria EléctricaElectrónica de Chile.
energía y permite desplazar consumos a horas valle); la sostenibilidad (facilita la integración de fuentes de energía renovables y reducción de la huella de carbono), y la estabilidad de red (gracias a la gestión de recursos descentralizados, para evitar sobrecargas y mejorar la resiliencia del sistema eléctrico).
4. Optimización: Mediante el uso de Inteligencia Artificial y datos históricos, optimiza el uso de recursos locales —como paneles solares y baterías— asegurando que la energía renovable se utilice cuando es más beneficioso. Considerando sus atributos, el académico menciona que entre los beneficios claves de los EMS se encuentra la reducción de costos (identifica áreas con pérdidas de
“En el contexto chileno, con la Ley 21.305 de Eficiencia Energética, estas tecnologías facilitan el cumplimiento normativo y la certificación bajo la norma ISO 50001. El EMS es el catalizador que transforma los datos en decisiones estratégicas, alineando la operación industrial con los compromisos de sostenibilidad global. En resumen, el EMS transforma la energía de un gasto pasivo en un activo gestionado, proporcionando la transparencia y el control necesarios para la eficiencia energética moderna”, afirma el investigador.
Transformación del sistema
En el actual proceso de transición energética, con miras a aportar a la descarbonización, “los profesionales del área de energías renovables adquieren competencias que les permiten desarrollarse en el área industrial en relación con las energías limpias, aportando conocimientos relacionados a la instalación y mantención de diferentes energías las que serán in-
ANIBAL MORALES, investigador del Centro de Transición Energética de la Universidad San Sebastián.
Cuando las organizaciones alcanzan niveles de madurez superior, ya no basta con mantener simples repositorios de datos”, Juan Pablo Payero “
yectadas a la matriz eléctrica”, relata Carmen Gallegos.
Ante dicho escenario, la socia de la AIE hace hincapié en que Chile cuenta con una normativa y regulaciones que permiten llevar un sistema regulado y supervisado: “Una de ellas es la norma ISO 5001 que nos entrega los lineamientos para que la empresa logre un balance energético, reduzca las emisiones de CO2 y logre una mejora en los costos mediante la eficiencia de la energía, provocando una mejor rentabilidad y ventajas competitivas a nivel empresarial”.
Por otra parte, considerando el elevado consumo energético de procesos como los mineros, “la adopción de tecnologías digitales y el uso de software especializado para la gestión de energía representan un paso crítico para superar la curva de madurez en empresas que hoy
bordean el estancamiento en lo que a mejora del desempeño energético respecta. Esto se debe a que, tras implementar las medidas iniciales, las faenas se enfrentan inevitablemente a la ley de rendimientos decrecientes, donde ahorrar cada kilowatt-hora (kWh) adicional exige un esfuerzo técnico y una inversión (CAPEX) significativamente mayor”, afirma Juan Pablo Payero, jefe del Área de Industria y Mercados para la Eficiencia Energética y el Cambio Climático de la Agencia de Sostenibilidad Energética.
En este contexto, el especialista advierte que las soluciones estándar y los recambios tecnológicos convencionales resultan insuficientes para generar un impacto significativo en la reducción del consumo de energía, por lo que, para sostener la mejora continua del desem-
peño energético y profundizar la descarbonización, “es imperativo integrar aspectos como la innovación, la inteligencia artificial aplicada a la optimización de los procesos y analítica avanzada”.
“Cuando las organizaciones alcanzan niveles de madurez superior, ya no basta con mantener simples repositorios de datos; sino que se vuelve clave contar con sistemas capaces de procesar miles de variables de procesos complejos, identificando ineficiencias ocultas y patrones de consumo que escapan a la detección humana”, expresa Payero, junto
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Eléctrica, trabajando colaborativamente con los mandantes en cada uno de los proyectos.
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Fabricamos y proveemos transformadores y equipos eléctricos que se adapten a los requerimientos de diferentes proyectos ofreciendo una gran variedad de servicios asociados.
con hacer hincapié en que “utilizar soluciones tecnológicas innovadoras permite transitar desde una eficiencia reactiva hacia modelos predictivos que ajustan la operación en tiempo real, maximizando el valor de los recursos y asegurando que la gestión energética sea el pilar técnico que viabilice las metas de carbono neutralidad en un entorno de alta exigencia productiva”.
Activos coordinados
En la visión de Samuel Córdova, miembro del Centro de Energía UC, dado los atributos y beneficios de los
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Sistemas de Gestión de Energía, visualiza que “hay dos posibles aplicaciones a nivel de redes eléctricas, en lo que se llama a nivel de Baja Tensión, o microrred, como se conoce más formalmente, pensando en una comunidad, por ejemplo, o hablando ya a grandes escalas, pensando como a nivel de transmisión, lo que sería el Sistema Eléctrico Nacional acá en Chile”.
“Los Sistemas de Gestión de Energía, si bien la respuesta varíe dependiendo del nivel, de mediana o baja escala, versus larga, siempre apuntan a automatizar procesos, es decir, cosas que normalmente son realizadas por una persona, que lo haga más bien un controlador, básicamente como algo pre programado, lo lleve a cabo el computador y facilite la toma de decisión de las personas, e idealmente lo haga por cuenta propia, sin que un usuario tenga que intervenir”, añade.
Esto, considerando los objetivos en materia de descarbonización, “es particularmente relevante, porque están apareciendo más y más medios de generación distribuida, es decir, varios paneles fotovoltaicos, plantas eólicas y baterías pequeñas, muy distribuidas, lo que hace que, desde el punto de vista de la red eléctrica, aparecen muchas cosas por coordinar. De repente, tengo muchos pane-
les fotovoltaicos por coordinar, y que una sola persona esté tratando de gestionar todo, no es factible”, menciona Córdova.
Frente a estos desafíos, los Sistemas de Gestión de Energía “de alguna forma permiten automatizar esos procesos y manejar mayores volúmenes de generación distribuida que están apareciendo. La diferencia es si estamos hablando de microrredes o de mayores tamaños, pero el principio es el mismo. Obviamente, los Sistemas de Gestión de Energía son mucho más difíciles a niveles de transmisión, a gran escala, pero sí es más realizable en microrredes y efectivamente hay bastante trabajo que se está realizando ahí, incluso hay algunos casos comerciales en los que ya se está aplicando, no necesariamente en Chile, pero sí en Canadá”, explica el especialista del Centro de Energía UC.
JUAN PABLO PAYERO, jefe del Área de Industria y Mercados para la Eficiencia Energética y el Cambio Climático de la Agencia de Sostenibilidad Energética.
SAMUEL CÓRDOVA, miembro del Centro de Energía UC.
CÉLINE ASSÉMAT
CARGO : CONSULTORA SENIOR Y REGIONAL PRACTICE
LEAD DE PROYECCIÓN DE PRECIOS
ORGANIZACIÓN : DNV
RUBRO : SERVICIOS DE QUALITY ASSURANCE
LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE
Céline Assémat es ingeniera eléctrica (Supélec, Francia) con un Master of Science en Electric Power Engineering (KTH, Suecia), con más de 10 años de experiencia en análisis de mercado y en proyecciones de precios, habiendo trabajado en los mercados chileno, mexicano y español. Actualmente, se desarrolla como consultora senior en el equipo de Energy Markets Analytics, con un rol de Regional Practice Lead en proyecciones de precios, cuyo objetivo es promover la innovación y las buenas prácticas a nivel regional en DNV. Es socia fundadora de la Asociación de Mujeres en Energía y en 2024 fue reconocida como “Mujer Destacada Acera”.
“Hoy las mujeres tenemos una
presencia y una voz
mucho más activa”
Céline Assémat, Consultora Senior y Regional Practice Lead de Proyección de Precios en DNV:
LA INGENIERA ELÉCTRICA, CON MÁS DE 10 AÑOS DE EXPERIENCIA EN ANÁLISIS DE MERCADO Y EN PROYECCIONES DE PRECIOS, ES SOCIA FUNDADORA DE AME.
Céline Assémat, ingeniera eléctrica, con más de 10 años de experiencia, es una profesional apasionada por el mercado eléctrico. Poder analizar y explicar su funcionamiento, desarrollar escenarios que proyecten la operación, cuantificar los ingresos de centrales y los costos para un cliente y evaluar riesgos, son herramientas clave para poder acompañar la transición energética, y en particular su financiación, tareas que la profesional ha ido ejerciendo a lo largo de su carrera. En conversación con Revista ELECTRICIDAD, la Consultora Senior y Regional Practice Lead de
Proyección de Precios en DNV releva las implicancias de asumir un rol de liderazgo en el nuevo escenario energético; la importancia de la Asociación de Mujeres en Energía en la industria; y el posicionamiento femenino y las brechas de género.
¿Qué implica asumir un rol de liderazgo técnico en un escenario marcado por la transición energética?
En primer lugar, la evolución regulatoria necesaria para acompañar la transición energética nos obliga a un monitoreo constante para poder incluir los cambios normativos en nuestros análisis y evaluar sus impactos para nuestros clientes.
En segundo lugar, desarrollar proyecciones de precios implica definir escenarios futuros probables para variables diversas (demanda, evolución del parque de generación, combustibles y transmisión) con el fin de definir una visión de largo plazo, lo que, a su vez, hace que debamos gestionar grandes volúmenes de datos.
El liderazgo allí es importante para fijar las grandes tendencias, asegurar la coherencia de nuestra visión y priorizar los desarrollos necesarios para poder sostener las proyecciones.
Por último, otro de los desafíos consiste en buscar sinergias e identificar las necesidades de innovación y su priorización, en mercados que pueden llegar a ser muy distintos en muchos aspectos.
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El rol fundamental de la Asociación de Mujeres en Energía es impulsar la participación activa, la visibilidad y la conexión de las mujeres en toda la cadena de valor del sector energético”
¿Siente que hoy existen más espacios y oportunidades para mujeres en la industria energética que cuando comenzaste?
No es una respuesta obvia. A nivel personal, desde mis inicios laborales en 2015, percibo un cambio evidente: hoy las mujeres tenemos una presencia y una voz mucho más activa. Esto es, en gran medida, gracias al trabajo de organizaciones como la Asociación de Mujeres en Energía y a tantas líderes que han abierto espacios donde antes no los había.
Sin embargo, una percepción puede ser subjetiva y sesgada, y por eso creo que son muy importantes los análisis que miden la brecha de género. Si eva-
luamos las cifras del Ministerio de Energía, el panorama es desafiante: pasamos de un 23% de participación femenina en 2019, a un 16% en 2022, recuperándonos apenas a un 21% en 2024. Entonces, de este punto de vista, podríamos afirmar que en los seis últimos años no hemos avanzado, y que ciertamente la pandemia representó un retroceso.
¿Qué rol crees que cumple hoy AME en la transformación de la industria?
Creo que el rol fundamental de la Asociación de Mujeres en Energía es impulsar la participación activa, la visibilidad y la conexión de las mujeres en toda la cadena de valor del sector energético. Esto se logra con distintas estrategias que ha estado implementando la organización.
Precisamente, una de ellas ha sido visibilizar el liderazgo femenino, lo cual se ha logrado promoviendo la inclusión de más mujeres en distintos foros, gracias a distintas alianzas con eventos y medios de comunicación. El mismo hecho de estar participando de esta entrevista está íntimamente ligado a mi propio camino junto a AME.
Otra de las estrategias que ha facilitado AME es la construcción de redes profesionales potentes entre mujeres, con diversas formaciones, orígenes y edades, dentro del sector
eléctrico. De esas conexiones nacen oportunidades de aprendizaje y de formación sobre temas técnicos, pero también sobre habilidades más blandas. Todo esto fortalece la presencia de las mujeres en el sector.
¿Qué consejo le darías a las mujeres que hoy están estudiando ingeniería o pensando en desarrollarse en el sector energético?
Les diría que el sector energético está abierto para ellas, porque la transición energética es una gran oportunidad en término de empleo y un desafío apasionante de enfrentar. Hoy las mujeres seguimos representando sólo el 21% de la industria, entonces hay claramente mucho espacio por conquistar para lograr una representación más significativa. Mi primer consejo es educarse sobre los sesgos de género ya identificados. Entenderlos nos permite evitar el “auto-boicot” y atrevernos a negociar mejores condiciones. Sin embargo, no basta con la autoconfianza: ser minoría en el sector implica desafíos estructurales. Por ello, desde la etapa universitaria, las invito a tejer redes de apoyo, especialmente con otras mujeres. Más allá de la excelencia técnica, el networking es la herramienta clave para navegar un camino que, aunque difícil, se vuelve más transitable cuando estamos conectadas.
Luz verde ambiental
A continuación, presentamos los principales proyectos energéticos que obtuvieron la aprobación del Servicio de Evaluación
Ambiental (SEA) durante el último mes:
Nombre : Parque Eólico Faro del Sur
Empresa : Eólica Faro del Sur SpA
Inversión : US$500 millones
DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y operación de un parque eólico, en la comuna de Punta Arenas, con una potencia nominal de 384 MW y una vida útil proyectada de 29 años.
Estará conformado por 64 aerogeneradores de tres palas, que se distribuirán en una superficie predial total de 3.791 hectáreas aproximadamente.
El parque contará con una subestación elevadora de 33 kV a 66 kV en una superficie de 2,52 ha, donde se agruparán los circuitos internos y desde donde la energía será evacuada a través de una línea de transmisión de 66 kV, hasta una subestación reductora de 66 kV a 33 kV en una superficie de 0,45 ha.
Nombre : Parque Fotovoltaico Layla del Verano
Empresa : Layla de Verano SpA
Inversión : US$98 millones
DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y operación de un parque solar fotovoltaico que tendrá una potencia de salida nominal de 83 MW en el punto de conexión. Su potencia instalada será de 144,3 MegaWatts (MWp), y estará compuesta por 232.710 paneles fotovoltaicos bifaciales, es decir, que producen energía por ambos lados del panel, pudiendo captar un máximo de 620 Watts (Wp) o similar (en condiciones de prueba estándar).
El proyecto contempla un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías o Sistema BESS que permitirán almacenar la energía excedente del parque.
Nombre : Sistema de Almacenamiento de Energía y Línea de Transmisión BESS Chaguales
Empresa : BESS Jacaranda SpA Inversión : US$50,1 millones
DESCRIPCIÓN: Consiste en una central de almacenamiento de energía eléctrica con tecnología de baterías de ion-litio, la cual contará con una potencia de inyección y retiro de 80 MW (FP: 0,95), una capacidad máxima de 336,8 MWh y con una duración de 4 horas.
Para su vinculación con el Sistema Eléctrico Nacional, el proyecto considera la utilización de la Capacidad Técnica Disponible correspondiente a la línea existente 1x110 kV S/E C.R. Maitencillo – S/E Maitencillo (ID 4793), propiedad de Empresa Eléctrica Vallenar S.A., proponiendo una conexión en derivación simple.
Nombre : Central Fotovoltaica Sol del Melón
Empresa : Sol del Melón SG SpA
Inversión : US$35 millones
DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y operación de una central fotovoltaica compuesta por 28.308 paneles fotovoltaicos para generar 9 MegaWatts (MW) de energía eléctrica, en la comuna de Nogales.
Contará con una Línea de Distribución
Eléctrica (LDE) de aproximadamente 777 metros y 18 postes, que se conectarán al punto de conexión a un costado del camino público ruta F-1347. Para convertir la corriente continua en alterna se utilizarán Centros de Transformación (CT). De forma adicional, se contempla un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS).
Nombre : Parque Fotovoltaico Los Álamos
Empresa : Energía Renovable Jade SpA Inversión : US$15 millones
DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y operación de un nuevo Parque fotovoltaico cuya capacidad instalada total será de 11,45 MW de potencia nominal, lo cual permitirá inyectar 9,0 MW energía eléctrica a la red de distribución local, lo que permite clasificarlo como Pequeño Medio de Generación Distribuida.
Estará conformado por 18.928 paneles de 605 Wp montados sobre estructuras con sistemas de seguimiento solar o Trackers, un total de 36 inversores de corriente de 300kw cada uno. Adicionalmente, el parque contará con un sistema de almacenamiento de energía por medio de baterías.
Designaciones
ANDREA CASTRO | COPEC
Copec informó la designación de Andrea Castro como nueva gerenta de Proyectos Estratégicos. La ejecutiva, que es ingeniera civil industrial con mención en minería de la U. Católica, se desempeñó por más de tres años como gerenta general de Copec Voltex, periodo en el que lideró el crecimiento de la infraestructura de carga eléctrica y el posicionamiento de la compañía en esta materia.
FRANCISCO OVALLE | TOTALENERGIES
TotalEnergies anunció la incorporación de Francisco Ovalle Porré a la compañía, tomando el cargo de director de Ventas Lubricantes y Especialidades para el segmento Industrial del Hub Andino Chile y Perú. Ovalle es Ingeniero en Construcción con un diplomado en Dirección Estratégica de Ventas. Además, cuenta con una trayectoria de más de 20 años liderando operaciones comerciales en distintos sectores industriales..
DIEGO CLAVERÍA | SIEMENS
Siemens nombró como su nuevo Head of Digital Industries en Chile a Diego Clavería. Ingeniero Civil Industrial de la Universidad de Antofagasta, es poseedor de un MBA de la Universidad Técnica Federico Santa María. Cuenta con una sólida experiencia liderando negocios estratégicos y compañías, con una visión integral de la industria 4.0, lo que busca reforzar el compromiso de Siemens con la excelencia operativa y el desarrollo tecnológico del país..
Nombramientos recientes de autoridades, ejecutivos y profesionales del sector energético.
DANIEL BARRA | COLBÚN
Colbún designó a Daniel Barra como nuevo jefe de planta de la Central Los Pinos. Ingeniero en Mantenimiento Industrial de la USM, cuenta con un magíster en Ingeniería Industrial con mención en Gestión de Activos y Confiabilidad Operacional en la PUCV. Registra más de 13 años de experiencia en la compañía, donde desempeñó cargos técnicos y de supervisión en la Central Termoeléctrica Nehuenco.
BRENDA RODRÍGUEZ | ISA ENERGÍA
ISA Energía Perú informó que Brenda Rodríguez asumió como gerenta general de la compañía en el país vecino. La ejecutiva cuenta con una trayectoria de más de 27 años en el sector energético. Antes de asumir su nuevo rol, se desempeñó como gerente general de ISA Transelca, cargo que ejerció entre 2023 y 2026, liderando a la empresa dedicada a la transmisión de energía eléctrica y a la conexión al Sistema de Transmisión Nacional en Colombia.
ERNESTO PARRA | ENGIE
Engie comunicó que Ernesto Parra asumió como managing director para la empresa en Arabia Saudita, en el marco de la nueva estructura de liderazgo de la compañía. El ejecutivo cuenta con más de 20 años de trayectoria en el grupo, donde ocupó cargos de alta responsabilidad en América Latina y Medio Oriente. Previo a esto, desempeñó el cargo de vice president, head technical and operational support en Engie AMEA.
EQUANS RELEVA ROL DEL ALMACENAMIENTO EN EL PROCESO DE RECONVERSIÓN DEL SISTEMA
ELÉCTRICO
CHILENO
En la actualidad, la energía solar (FV) representa el 30% de la matriz eléctrica nacional, con más de 9.000 MW operativos, según datos de Acera, ante lo cual la relevancia de asegurar una entrega eficiente a los puntos de consumo.
Desde Equans estos desafíos dieron paso a la creación de la división Solar & Storage, enfocada en proyectos solares y sistemas avanzados de almacenamiento energético (BESS). En sectores como retail, minería y data centers, la confiabilidad y continuidad del suminis-
tro son hoy un estándar. El almacenamiento de energía se ha vuelto esencial para la competitividad y resiliencia del país.
Esto se refleja en proyectos como Giga Buffalo, en Países Bajos, con 48 MWh de capacidad, capaz de abastecer a 10.000 hogares y evitar 23.000 toneladas de CO2 al año. En esta línea, el Coordinador Eléctrico Nacional proyecta que el país necesitará entre 2.000 y 3.000 MW adicionales de almacenamiento hacia 2030.
DE HIDRÓGENO VERDE A LA IA:
HITACHI ENERGY TRAZA HOJA DE RUTA PARA FORTALECER LA RED
ELÉCTRICA EN CHILE
Hitachi Energy busca consolidarse como un aliado estratégico en la nueva era eléctrica de Chile, liderando una hoja de ruta orientada a enfrentar los desafíos de interconexión, estabilidad y sostenibilidad del sistema eléctrico. La compañía ha comunicado que impulsa innovaciones que abarcan desde la generación renovable hasta el consumo industrial a gran escala, en un contexto donde la electrificación dejó de ser una meta futura para convertirse en el motor de una nueva fase industrial.
Uno de los ejes centrales de esta transformación es el Hidrógeno Verde. La firma ha avanzado desde el pilotaje hacia la operación práctica mediante su solución Grid-toStack, que aborda el principal desafío técnico de estas plantas: la conexión eficiente y segura entre la red de Alta Tensión y los electrolizadores.
COPEC Y TESLA SELLAN
ALIANZA PARA FORTALECER RED DE CARGA ELÉCTRICA
EN CARRETERAS DE CHILE.
Las empresas Copec y Tesla cerraron una alianza que tiene como objetivo la instalación de cargadores Tesla Supercharger en estaciones de servicio ubicadas entre La Serena y Puerto Montt.
Cada parada contará con cuatro puntos de carga y una potencia total de hasta 250 kW, operando con energía 100% renovable suministrada por Copec Emoac. Con esto, los conductores podrán obtener hasta 280 kilómetros de autonomía en 15 minutos de carga, optimizando las detenciones y experiencia del viaje.
Los servicios de carga se integrarán al ecosistema digital de Copec, permitiendo gestionar pagos a través de su App y la de Tesla, junto con los beneficios del programa Full Copec.
La implementación de esta red se realizará de forma gradual durante 2026. En paralelo, Copec continuará fortaleciendo su red propia mediante la renovación progresiva de la infraestructura Copec Voltex, incorporando un nuevo estándar de carga en carretera con potencias de hasta 600 kW.
ACCIONA PONE EN OPERACIÓN EN CHILE EL PRIMER GRUPO ELECTRÓGENO A HIDRÓGENO
CERO EMISIONES
La empresa Acciona anunció el inicio de operaciones de un grupo electrógeno a hidrógeno cero emisiones, iniciativa que forma parte de un proyecto piloto que ha implementado para sustituir el uso de diésel, mediante soluciones energéticas libres de emisiones.
El equipo, desarrollado y fabricado por la empresa francesa EODev y distribuido en Chile por KH2, es el primero en su tipo que se utiliza en el país para el suministro energético “off-grid” con equipos basados en hidrógeno.
La implementación de esta tecnología per-
mitirá la reducción trimestral de 5.067 litros de combustible fósil, lo que supondrá evitar la emisión de unas 13,6 toneladas de CO2 a la atmósfera, durante este período.
De esta forma, Acciona se convierte en la primera empresa en incorporar este tipo de tecnología cero emisiones en la industria de la construcción nacional, respondiendo así a su objetivo de reducir el impacto ambiental de sus proyectos.
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